CN106840791A - 长填砂细管胶结模型制备方法及系统 - Google Patents

长填砂细管胶结模型制备方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种长填砂细管胶结模型制备方法及系统，方法为：获取低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；准备制备大模型的材料及每种材料的含量，通过压制模型制作多个大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。本发明制备了孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种模型；运用该种长填砂细管胶结模型进行最小混相压力的研究实验可使测试结果更加精准。

Description

长填砂细管胶结模型制备方法及系统
技术领域
本发明涉及到一种油田开发室内实验的技术领域，尤其涉及长细管胶结模型制备方法及系统。
背景技术
目前，在最小混相压力(MMP)的实验测定方法中，只有细管实验法中测试的CO2与原油涉及到填砂细管中的多孔介质，比较符合油层多孔介质中油气驱替过程的特征，并能尽可能排除不利的流度比、粘性指进、重力分离、岩性的非均质等因素所带来的影响，是所有实验方法中相对较好的方法，也是目前使用最广泛且认可度最高的方法。
但是目前也有相关文献对细管实验出现的问题提出了一些质疑，主要集中在细管实验的注入速率不同、注入压力不同、细管长度不同、细管直径不同、孔隙结构与真实岩心的差异，都会导致测试结果的不同。
现有技术中的一种细管模型孔隙体积的测量方法，使用了细管模型孔隙体积的测量装置，该测量方法包括测量不同注入压力下第一泵体积读数和第二泵体积读数的体积差，在平面直角坐标系中拟合出该注入压力与该体积差的函数关系曲线，当注入泵的注入压力为0时，体积差的函数值即为该细管模型的孔隙体积。该细管模型孔隙体积的测量方法可利用不同注入介质进行测量，解决了常规方法存在的测量误差大和人为因素影响的难题，使最小混相压力的测量结果更加接近油藏实际。但是所用细管模型只是常规细管模型，没有考虑到细管模型内部孔隙结构中相同孔隙度不同渗透率对最终最小混相压力测试结果的影响。
现有技术中的另一种方法，使用特高渗(21.38达西)细管研究了渗透率对于最小混相压力的影响，当把不同方向的渗透率进行改变，变化为原来的1/3或者1.5倍时，发现最小混相压力的数值没有变化。该实验所用细管模型没有考虑到低渗透实际储层的渗透率。忽略了孔隙度与渗透率之间的影响，即孔隙度对细管模型带来的影响。
因此，现有技术中的缺陷是：现有的细管实验中，采用的细管模型只是常规细管模型，没有考虑到细管模型内部孔隙结构中相同孔隙度不同渗透率或者相同渗透率不同孔隙度对最终最小混相压力测试结果的影响，导致实验测试结果不准确。
发明内容
针对上述技术问题，本发明提供一种长填砂细管胶结模型制备方法及系统，制备了孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种模型；运用该种长填砂细管胶结模型进行最小混相压力(MMP)的研究实验，可使测试结果更加精准。
为解决上述技术问题，本发明提供的技术方案是：
本发明提供一种长填砂细管胶结模型制备方法，包括：
步骤S1，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度和渗透率；
步骤S2，根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
步骤S3，根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；
步骤S4，通过压制模型制作多个所述大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
步骤S5，将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据所述与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；
步骤S6，根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明提供了一种长填砂细管胶结模型制备方法，其技术方案为：先根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度和渗透率；然后根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
接着根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；然后通过压制模型制作多个所述大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
接着将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据所述与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；最后根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明的长填砂细管胶结模型制备方法，根据低渗透油层的相关参数，模拟制备了孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种模型；充分考虑到孔隙度和渗透率对最小混相压力(MMP)的研究实验结果的影响，运用该种长填砂细管胶结模型进行最小混相压力(MMP)的研究实验，可以满足细管模型孔隙度和渗透率的对比实验要求，具有合理的模拟长度。运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，对室内实验的科学模拟具有重要的意义，使测试结果更加精准。
进一步地，所述长填砂细管胶结模型包括第一填砂细管和第二填砂细管，所述第一填砂细管为孔隙度不变，渗透率改变的填砂细管，所述第二填砂细管为渗透率不变，孔隙度改变的填砂细管。
进一步地，所述两种填砂细管为第一种填砂细管和第二种填砂细管，所述第一种填砂细管形状为水平直线段，所述第二种填砂细管的形状为弧线段。
进一步地，所述步骤S4，具体为：
根据所述低渗透油层的粒度分布、胶结物含量和粘土含量，采用不同压力，通过压制模型压制出多个大模型；
将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间，对所述压制出的大模型进行烘干；
将烘干的大模型钻取标准样，得到标准样；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，对所述标准样进行渗透率与孔隙度的测试，得到多个大模型，并得到与实际储层匹配的制备压力，作为优选出的制备压力。
进一步地，所述步骤S5中，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管，具体为：
将所述分解成多段直线段的填砂细管样品进行填砂，得到两种直线段填砂细管样品；
将所述两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率和孔隙度测试；
将第一种直线段放入恒温箱中烘干，得到第一种填砂细管，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化，得到第二种填砂细管。
第二方面，本发明提供了一种长填砂细管胶结模型制备系统，包括：
参数获取模块，用于根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度和渗透率；
填砂细管样品模块，用于根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
大模型材料准备模块，用于根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；
大模型制备模块，用于通过压制模型制作多个所述大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
填砂细管制作模块，用于将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据所述与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；
长填砂细管胶结模型模块，用于根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明提供的长填砂细管胶结模型制备系统，其技术方案为：先通过参数获取模块，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度和渗透率；接着通过填砂细管样品模块，根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
然后通过大模型材料准备模块，根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；接着通过大模型制备模块，通过压制模型制作多个所述大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
然后通过填砂细管制作模块，将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据所述与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；最后通过长填砂细管胶结模型模块，用于根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明的长填砂细管胶结模型制备系统，根据低渗透油层的相关参数，模拟制备了孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种模型；充分考虑到孔隙度和渗透率对最小混相压力(MMP)的研究实验结果的影响，运用该种长填砂细管胶结模型进行最小混相压力(MMP)的研究实验，可以满足细管模型孔隙度和渗透率的对比实验要求，具有合理的模拟长度。运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，对室内实验的科学模拟具有重要的意义，使测试结果更加精准。
进一步地，所述长填砂细管胶结模型包括第一填砂细管和第二填砂细管，所述第一填砂细管为孔隙度不变，渗透率改变的填砂细管，所述第二填砂细管为渗透率不变，孔隙度改变的填砂细管。
进一步地，所述两种填砂细管为第一种填砂细管和第二种填砂细管，所述第一种填砂细管形状为水平直线段，所述第二种填砂细管的形状为弧线段。
进一步地，所述大模型制备模块，具体用于：
根据所述低渗透油层的粒度分布、胶结物含量和粘土含量，采用不同压力，通过压制模型压制出多个大模型；
将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间，对所述压制出的大模型进行烘干；
将烘干的大模型钻取标准样，得到标准样；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，对所述标准样进行渗透率与孔隙度的测试，得到多个大模型，并得到与实际储层匹配的制备压力，作为优选出的制备压力。
进一步地，所述填砂细管制作模块，具体用于：
将所述分解成多段直线段的填砂细管样品进行填砂，得到两种直线段填砂细管样品；
将所述两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率和孔隙度测试；
将第一种直线段放入恒温箱中烘干，得到第一种填砂细管，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化，得到第二种填砂细管。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。
图1示出了本发明第一实施例所提供的一种长填砂细管胶结模型制备方法的流程图；
图2示出了本发明第一实施例所提供的一种长填砂细管胶结模型制备方法中填砂细管分解直线段图；
图3示出了本发明提供所提供的一种长填砂细管胶结模型制备方法中填砂细管连接图；
图4示出了本发明第二实施例所提供的一种基于长填砂细管胶结模型制备系统的示意图；
图5示出了本发明第三实施例所提供的一种长填砂细管胶结模型制备方法及系统中压制模型示意图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明技术方案的实施例进行详细的描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，因此只是作为示例，而不能以此来限制本发明的保护范围。
实施例一
图1示出了本发明第一实施例所提供的一种长填砂细管胶结模型制备方法的流程图；参见图1，本发明实施例一提供了一种长填砂细管胶结模型制备方法，包括：
步骤S1，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度和渗透率；
步骤S2，根据低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
步骤S3，根据低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；
步骤S4，通过压制模型制作多个大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
步骤S5，将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；
步骤S6，根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明提供了一种长填砂细管胶结模型制备方法，其技术方案为：先根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度和渗透率；然后根据低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
接着根据低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；然后通过压制模型制作多个大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
接着将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；最后根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明的长填砂细管胶结模型制备方法，根据低渗透油层的相关参数，模拟制备了孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种模型；充分考虑到孔隙度和渗透率对最小混相压力(MMP)的研究实验结果的影响，运用该种长填砂细管胶结模型进行最小混相压力(MMP)的研究实验，可以满足细管模型孔隙度和渗透率的对比实验要求，具有合理的模拟长度。运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，对室内实验的科学模拟具有重要的意义，使测试结果更加精准。
具体地，大模型的压制过程为：①准备压制模具；②选料；③搅拌材料；④装模刮砂；⑤加压定形。
具体地，天然岩屑加入选料的目的是为了能够制备出具备微孔隙的细管模型。
具体地，所述细管实验国家标准SY/T 6573-2003要求填砂细管长度12米以上，填砂细管内径要求在3.5mm-8mm之间。鉴于常规填砂细管没有胶结物，所以内径过大会出现注入剂会从介质与填砂细管之间窜流的情况，导致测试实验失败。本发明将使用胶结介质，可以适当放大内径，便于在填砂细管内填加胶结物料。
具体地，长填砂细管胶结模型包括第一填砂细管和第二填砂细管，第一填砂细管为孔隙度不变，渗透率改变的填砂细管，第二填砂细管为渗透率不变，孔隙度改变的填砂细管。
根据矿场实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率、油藏温度等；根据上述实际储层情况制作室内实验用长细管胶结模型，即填砂细管，填砂细管通过制备填砂细管的装置制备，制备出两种填砂细管，一种是孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，另一种是渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。通过这两种填砂细管进行CO2-原油最小混相压力的测量，保证最小混相压力在孔隙度不变或是渗透率不变的情况下测得的压力。
具体地，两种填砂细管为第一种填砂细管和第二种填砂细管，第一种填砂细管形状为水平直线段，第二种填砂细管的形状为弧线段。
填砂细管如图3中所示，是由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，即如图2中所示的填砂细管8和填砂细管9组成，其中，第一种填砂细管的形状为水平直线段(填砂细管8)，第二种填砂细管的形状为弧线段(填砂细管9)。
其中，填砂细管8和填砂细管9可通过螺纹和螺母6连接，填砂细管8的两端带螺纹，填砂细管9的两端带螺母，按照实验需求盘旋连接成需要的形状和长度。
具体地，步骤S4，具体为：
根据低渗透油层的粒度分布、胶结物含量和粘土含量，采用不同压力，通过压制模型压制出多个大模型；
将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间，对压制出的大模型进行烘干；
将烘干的大模型钻取标准样，得到标准样；
根据低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，对标准样进行渗透率与孔隙度的测试，得到多个大模型，并得到与实际储层匹配的制备压力，作为优选出的制备压力，完成多个大模型的制备。
具体地，结合图5，通过压制模型制作多个大模型，具体为：
(1)根据针对选择的低渗透目的储层的粒度分布、胶结物含量、粘土含量进行模拟制备，采用不同压力制备多个大模型；
(2)将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间；
(3)将烘干的大模型钻取标准样测试渗透率与孔隙度，并记录与实际储层匹配成功的制备压力，作为优选出的压力；
所述大模型需制作两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列模型。两种系列模型做法相同，均由上述三步完成。
其中，所述标准样渗透率由渗透率仪器测得。
所述标准样孔隙度测试方法如下：
(1)将标准样用取样钻头钻成若干规格为直径2.5cm、高10cm的圆柱；
(2)用电子天平称量每支圆柱的干重并记录；
(3)将圆柱置于真空罐中，并倒入模拟地层水，直至没过圆柱2cm高度；
(4)开启真空泵，抽真空至真空罐中没有气泡为止；
(5)将圆柱取出，用滤纸略擦拭，用电子天平称量每支圆柱的湿重并记录；
(6)计算圆柱的孔隙度，计算公式为
具体地，步骤S5中，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管，具体为：
将分解成多段直线段的填砂细管样品进行填砂，得到两种直线段填砂细管样品；
将所述两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
根据低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率和孔隙度测试；
将第一种直线段放入恒温箱中烘干，得到第一种填砂细管，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化，得到第二种填砂细管。
结合图5，两种填砂细管制作过程如下：
1)将两种类型的直线段填砂细管样品填砂；
实际压制时将上述填砂细管固定放在底板上，使用前述天然岩屑、石英砂粒度分布及粘土比例以及胶黏剂组成确定物料成分，将物料搓砂经过筛网过滤，均匀的填入分段细管后，使用压力试验机，采用压头对填砂细管中物料进行加压，按照前述优选压力来计算对应细管截面积所用的压力进行加压制作。
2)将两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
3)将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率孔隙度测定。如满足要求按照上述步骤再次制备多个直线段，将第一种直线段放入恒温箱中烘干，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化。
直线段填砂细管分为两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列。两种系列填砂细管做法相同，均由上述三步完成。
实施例二
图4示出了本发明第二实施例所提供的一种长填砂细管胶结模型制备系统的示意图；如图4所示，本发明实施例二提供了一种长填砂细管胶结模型制备系统10，包括：
参数获取模块101，用于根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度和渗透率；
填砂细管样品模块102，用于根据低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
大模型材料准备模块103，用于根据低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；
大模型制备模块104，用于通过压制模型制作多个大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
填砂细管制作模块105，用于将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；
长填砂细管胶结模型模块106，用于根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明提供的长填砂细管胶结模型制备系统10，其技术方案为：先通过参数获取模块101，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度和渗透率；接着通过填砂细管样品模块102，根据低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
然后通过大模型材料准备模块103，根据低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；接着通过大模型制备模块104，通过压制模型制作多个大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
然后通过填砂细管制作模块105，将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；最后通过长填砂细管胶结模型模块106，根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
本发明的长填砂细管胶结模型制备系统10，根据低渗透油层的相关参数，模拟制备了孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种模型；充分考虑到孔隙度和渗透率对最小混相压力(MMP)的研究实验结果的影响，运用该种长填砂细管胶结模型进行最小混相压力(MMP)的研究实验，可以满足细管模型孔隙度和渗透率的对比实验要求，具有合理的模拟长度。运用该细管模型测得的CO2-原油最小混相压力(MMP)具有合理性与科学性，对室内实验的科学模拟具有重要的意义，使测试结果更加精准。
具体地，大模型的压制过程为：①准备压制模具；②选料；③搅拌材料；④装模刮砂；⑤加压定形。
具体地，天然岩屑加入选料的目的是为了能够制备出具备微孔隙的细管模型。
具体地，所述细管实验国家标准SY/T 6573-2003要求填砂细管长度12米以上，填砂细管内径要求在3.5mm-8mm之间。鉴于常规填砂细管没有胶结物，所以内径过大会出现注入剂会从介质与填砂细管之间窜流的情况，导致测试实验失败。本发明将使用胶结介质，可以适当放大内径，便于在填砂细管内填加胶结物料。
具体地，长填砂细管胶结模型包括第一填砂细管和第二填砂细管，第一填砂细管为孔隙度不变，渗透率改变的填砂细管，第二填砂细管为渗透率不变，孔隙度改变的填砂细管。
根据矿场实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率、油藏温度等；根据上述实际储层情况制作室内实验用长细管胶结模型，即填砂细管，填砂细管通过制备填砂细管的装置制备，制备出两种填砂细管，一种是孔隙度不变，渗透率改变的第一填砂细管，另一种是渗透率不变，孔隙度改变的第二填砂细管。通过这两种填砂细管进行CO2-原油最小混相压力的测量，保证最小混相压力在孔隙度不变或是渗透率不变的情况下测得的压力。
具体地，两种填砂细管为第一种填砂细管和第二种填砂细管，第一种填砂细管形状为水平直线段，第二种填砂细管的形状为弧线段。
填砂细管如图3中所示，是由第一种填砂细管和第二种填砂细管连接组成，即如图2中所示的填砂细管8和填砂细管9组成，其中，第一种填砂细管的形状为水平直线段(填砂细管8)，第二种填砂细管的形状为弧线段(填砂细管9)。
其中，填砂细管8和填砂细管9可通过螺纹和螺母6连接，填砂细管8的两端带螺纹，填砂细管9的两端带螺母，按照实验需求盘旋连接成需要的形状和长度。
具体地，大模型制备模块104，具体用于：
根据低渗透油层的粒度分布、胶结物含量和粘土含量，采用不同压力，通过压制模型压制出多个大模型；
将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间，对压制出的大模型进行烘干；
将烘干的大模型钻取标准样，得到标准样；
根据低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，对标准样进行渗透率与孔隙度的测试，得到多个大模型，并得到与实际储层匹配的制备压力，作为优选出的制备压力，完成多个大模型的制备。
具体地，结合图5，通过压制模型制作多个大模型，具体为：
(1)根据针对选择的低渗透目的储层的粒度分布、胶结物含量、粘土含量进行模拟制备，采用不同压力制备多个大模型；
(2)将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间；
(3)将烘干的大模型钻取标准样测试渗透率与孔隙度，并记录与实际储层匹配成功的制备压力，作为优选出的压力；
所述大模型需制作两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列模型。两种系列模型做法相同，均由上述三步完成。
其中，所述标准样渗透率由渗透率仪器测得。
所述标准样孔隙度测试方法如下：
(1)将标准样用取样钻头钻成若干规格为直径2.5cm、高10cm的圆柱；
(2)用电子天平称量每支圆柱的干重并记录；
(3)将圆柱置于真空罐中，并倒入模拟地层水，直至没过圆柱2cm高度；
(4)开启真空泵，抽真空至真空罐中没有气泡为止；
(5)将圆柱取出，用滤纸略擦拭，用电子天平称量每支圆柱的湿重并记录；
(6)计算圆柱的孔隙度，计算公式为
具体地，填砂细管制作模块105，具体用于：
将分解成多段直线段的填砂细管样品进行填砂，得到两种直线段填砂细管样品；
将两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
根据低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率和孔隙度测试；
将第一种直线段放入恒温箱中烘干，得到第一种填砂细管，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化，得到第二种填砂细管。
结合图5，两种填砂细管制作过程如下：
1)将两种类型的直线段填砂细管样品填砂；
实际压制时将上述填砂细管固定放在底板上，使用前述天然岩屑、石英砂粒度分布及粘土比例以及胶黏剂组成确定物料成分，将物料搓砂经过筛网过滤，均匀的填入分段细管后，使用压力试验机，采用压头对填砂细管中物料进行加压，按照前述优选压力来计算对应细管截面积所用的压力进行加压制作。
2)将两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
3)将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率孔隙度测定。如满足要求按照上述步骤再次制备多个直线段，将第一种直线段放入恒温箱中烘干，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化。
直线段填砂细管分为两个系列，包括孔隙度不变而渗透率改变以及渗透率不变孔隙度变化的两种系列。两种系列填砂细管做法相同，均由上述三步完成。
实施例三
基于本发明实施例一中的一种长填砂细管胶结模型制备方法，及实施例二中的一种长填砂细管胶结模型制备系统；某区块根据储层地质特征及水驱开采情况，决定采用CO2驱来进一步提高采收率。在实施措施前，先进行室内模拟实验，确定CO2-原油最小混相压力(MMP)。该实验的顺利进行，需要用到适合该区块实际情况的细管模型。下面结合前述图2，图3及图5，对本发明做进一步说明，其步骤如下：
步骤一：根据矿场实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，参数包括油层孔隙度、渗透率、油藏温度等；
根据矿场实际储层资料获得的地层相关参数：油层孔隙度为15％，平均渗透率为40×10-3μm2，原始饱和压力为16.2Mpa，原始汽油比为168m3/t，原油密度为0.825，油藏温度为75℃。
步骤二：结合细管实验国家标准SY/T 6573-2003，确定填砂细管的长度；
根据细管实验国家标准SY/T 6573-2003，并结合模拟要求，确定的填砂细管长度为15米，细管内径为8mm。
步骤三：根据上述实际储层情况，准备天然岩屑、石英砂、胶结物及粘土，确定材料含量，制作大模型，并进行压力测试准备实验；
1)根据针对选择的低渗透目的储层的粒度分布、胶结物含量、粘土含量进行模拟制备，采用不同压力制备多个大模型；
图5示出了本发明第三实施例所提供的一种长填砂细管胶结模型制备方法及系统中压制模型示意图；如图5所示，为大模型压制模具的示意图，包括：
压板1、索环2、底板3、双头螺杆4、长侧板5、螺母6和短侧板7；
压板1内嵌索环2，通过索环2移动压板1；
底板3内含底板3凹槽，通过底板3凹槽和短侧板7与长侧板5嵌套连接；
长侧板5内含长侧板5凹槽，通过长侧板5凹槽和短侧板7嵌套连接；
长侧板5两端部均有两个通孔，双头螺杆4通过两两相对的通孔由螺母6固定在长侧板5两端部。
压制模具均为钢铁材质，具有高承压能力，强度大。
压板1长度和宽度范围为29cm—32cm，厚度范围为10cm—15cm。
底板3长度和宽度范围为48cm—50cm，厚度范围为2cm—3cm。
底板3凹槽尺寸和短侧板7、长侧板5的底部接触面相同。
短侧板7长度范围为34cm—35cm，宽度范围为1.5—3cm，高度范围为10cm—15cm。
长侧板5长度范围为43cm—45cm，宽度范围为2.5—4cm，高度范围为10cm—15cm。其内长侧板5凹槽长度范围为1.5—3cm，宽度范围为1.5—3cm，高度范围为10cm—15cm。
双头螺杆4和螺母6为配套装置，起紧固侧板(长侧板5和短侧板7)的作用。
在本实施例中，大模型压制模具部件选择如下：
选取压板1为胶合板，其长度和宽度均为29.9cm，厚度为13cm；
选取底板3为钢铁材质，其长度和宽度49cm，厚度为3cm；
选取短侧板7为钢铁材质，长度为34cm，宽度为2cm，高度为10cm；
选取长侧板5为钢铁材质，其长度为44cm，宽度为3cm，高度为10cm，其内长侧板5的凹槽长度为2cm，宽度为2cm，高度为10cm。
大模型压制过程为：(1)准备压制模具；(2)选料；(3)搅拌材料；(4)装模刮砂；(5)加压定形。
2)将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱加热温度为80℃，加温时间为40h；
3)将烘干的大模型钻取标准样测试渗透率与孔隙度，并记录与实际储层匹配成功的制备压力，即优选压力。压制数据如下：
表1孔隙度不变，渗透率变化(φ＝15％)
20 30 40
压制压力(MPa) 18 16 14
表2渗透率不变，孔隙度变化(K＝40×10-3μm2)
孔隙度(％) 15 10 5
压制压力(MPa) 14 16 18
步骤四：将确定完长度的填砂细管分解成多段直线段，分为两种类型，第一种类型为填砂细管8，第二种类型为填砂细管9。根据前述步骤一中的大模型渗透率、孔隙度及制备压力制作这两种填砂细管；
填砂细管8长37.5cm，填砂细管9长25cm，两种细管外径均为15mm，内径均为8mm，其制作材料均为316L号钢材。
两种填砂细管制作过程如下：
1)将两种类型的直线段填砂细管样品填砂；
实际压制时将上述填砂细管固定放在底板3上，使用上述步骤三中的天然岩屑、石英砂粒度分布及粘土比例以及胶黏剂组成确定物料成分，将物料搓砂经过筛网过滤，均匀的填入分段细管后，使用压力试验机，采用直径7.9mm压头对填砂细管中物料进行加压，按照上述步骤三中优选压力来计算对应细管截面积所用的压力进行加压制作。
将填砂细管8按照上述表1的三种规格，制作成孔隙度不变，渗透率变化的三种样品。按照表2的三种规格，制作成渗透率不变，孔隙度变化的三种样品。
将填砂管9按照上述表1的三种规格，制作成孔隙度不变，渗透率变化的三种样品。按照表2的三种规格，制作成渗透率不变，孔隙度变化的三种样品。
2)将两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干，设定恒温箱温度为80℃，加热时间为40h；
3)将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率孔隙度测定。如满足要求按照上述步骤再次制备多个直线段。将填砂细管8直线段放入恒温箱中烘干，将填砂细管9直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化。
步骤五：将前述制作好的填砂细管8和填砂细管9两种填砂细管连接，按照测试实验组数制作成所需长度和数量的长细管胶结模型。
1)连接孔隙度不变，渗透率变化系列填砂细管至目标长度，完成第一种长细管胶结模型制作；
将以表1中三种规格制作的填砂细管8和填砂细管9按照渗透率，从小到大依次循环连接直至总长15m；
将以下渗透率大小的填砂细管8和填砂细管9依次连接：
K＝20×10-3μm2的填砂细管8，K＝30×10-3μm2的填砂细管9，K＝40×10-3μm2的填砂细管8，K＝20×10-3μm2的填砂细管9，K＝30×10-3μm2的填砂细管8，K＝40×10-3μm2的填砂细管9；
2)连接渗透率不变，孔隙度变化系列填砂细管至目标长度，完成第二种长细管胶结模型制作。
将以表2中三种规格制作的填砂细管8和填砂细管9按照孔隙度，从小到大依次循环连接直至总长15m；
将以下孔隙度大小的填砂细管8和填砂细管9依次连接：
φ＝5％的填砂细管8，φ＝10％的填砂细管9，φ＝15％的填砂细管8，φ＝5％的填砂细管9，φ＝10％的填砂细管8，φ＝15％的填砂细管9；
本发明实施后，制作出的长细管胶结模型可以应用于CO2-原油最小混相压力(MMP)测试实验，并能获得精准的测试结果，增加了室内实验数据的可靠性和科学性。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。

Claims (10)

1.长填砂细管胶结模型制备方法，其特征在于，包括：
步骤S1，根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度和渗透率；
步骤S2，根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
步骤S3，根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；
步骤S4，通过压制模型制作多个所述大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
步骤S5，将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据所述与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；
步骤S6，根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
2.根据权利要求1所述的长填砂细管胶结模型制备方法，其特征在于，
所述长填砂细管胶结模型包括第一填砂细管和第二填砂细管，所述第一填砂细管为孔隙度不变，渗透率改变的填砂细管，所述第二填砂细管为渗透率不变，孔隙度改变的填砂细管。
3.根据权利要求1所述的长填砂细管胶结模型制备方法，其特征在于，
所述两种填砂细管为第一种填砂细管和第二种填砂细管，所述第一种填砂细管形状为水平直线段，所述第二种填砂细管的形状为弧线段。
4.根据权利要求1所述的长填砂细管胶结模型制备方法，其特征在于，
所述步骤S4，具体为：
根据所述低渗透油层的粒度分布、胶结物含量和粘土含量，采用不同压力，通过压制模型压制出多个大模型；
将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间，对所述压制出的大模型进行烘干；
将烘干的大模型钻取标准样，得到标准样；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，对所述标准样进行渗透率与孔隙度的测试，得到多个大模型，并得到与实际储层匹配的制备压力，作为优选出的制备压力。
5.根据权利要求1或3所述的长填砂细管胶结模型制备方法，其特征在于，
所述步骤S5中，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管，具体为：
将所述分解成多段直线段的填砂细管样品进行填砂，得到两种直线段填砂细管样品；
将所述两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率和孔隙度测试；
将第一种直线段放入恒温箱中烘干，得到第一种填砂细管，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化，得到第二种填砂细管。
6.长填砂细管胶结模型制备系统，其特征在于，包括：
参数获取模块，用于根据矿场的实际储层资料，获取低渗透油层相关参数，所述参数包括油层孔隙度和渗透率；
填砂细管样品模块，用于根据所述低渗透油层相关参数，结合细管实验国家标准，确定填砂细管的长度和内径，得到填砂细管样品；
大模型材料准备模块，用于根据所述低渗透油层相关参数，准备制备大模型的材料及每种材料的含量，所述材料包括天然岩屑、石英砂、胶结物和粘土；
大模型制备模块，用于通过压制模型制作多个所述大模型，得到与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力；
填砂细管制作模块，用于将确定完长度的填砂细管样品分解成多段直线段，根据所述与实际储层匹配的大模型渗透率、孔隙度及制备压力，进行填砂细管的制作，得到两种填砂细管；
长填砂细管胶结模型模块，用于根据实验中要求的孔隙度和渗透率，将所述两种填砂细管连接，制作成实验用所需长度和数量的长填砂细管胶结模型。
7.根据权利要求6所述的长填砂细管胶结模型制备系统，其特征在于，
所述长填砂细管胶结模型包括第一填砂细管和第二填砂细管，所述第一填砂细管为孔隙度不变，渗透率改变的填砂细管，所述第二填砂细管为渗透率不变，孔隙度改变的填砂细管。
8.根据权利要求6所述的长填砂细管胶结模型制备系统，其特征在于，
所述两种填砂细管为第一种填砂细管和第二种填砂细管，所述第一种填砂细管形状为水平直线段，所述第二种填砂细管的形状为弧线段。
9.根据权利要求6所述的长填砂细管胶结模型制备系统，其特征在于，
所述大模型制备模块，具体用于：
根据所述低渗透油层的粒度分布、胶结物含量和粘土含量，采用不同压力，通过压制模型压制出多个大模型；
将压制出的大模型放入恒温箱中，设定恒温箱的工作温度和工作时间，对所述压制出的大模型进行烘干；
将烘干的大模型钻取标准样，得到标准样；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，对所述标准样进行渗透率与孔隙度的测试，得到多个大模型，并得到与实际储层匹配的制备压力，作为优选出的制备压力。
10.根据权利要求6或8所述的长填砂细管胶结模型制备系统，其特征在于，
所述填砂细管制作模块，具体用于：
将所述分解成多段直线段的填砂细管样品进行填砂，得到两种直线段填砂细管样品；
将所述两种填完砂的直线段填砂细管样品放入恒温箱加温烘干；
根据所述低渗透油层相关参数中的渗透率和孔隙度，将烘干的直线段填砂细管样品进行渗透率和孔隙度测试；
将第一种直线段放入恒温箱中烘干，得到第一种填砂细管，将第二种直线段在压制完物料尚未固化前变成需要的弧线段形状，再放入恒温箱中烘干固化，得到第二种填砂细管。
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